煤炭成本下行叠加极端高温负荷，火电行业迎来“量价双击”的盈利修复窗口。
截至2025年7月31日，秦皇岛港5500大卡动力煤现货价格报收653元/吨(8月1日654元/吨)，较年初下跌34.8%，同比降幅达24.6%，创下2021年以来新低;同期全国用电负荷四次突破历史峰值，7月17日达15.08亿千瓦，较2024年最高值增长3.9%。
表：2025年7月动力煤价格同比变动
数据来源：CCTD、永安期货
二、极端高温催化：负荷激增放大火电调节价值 2025年夏季的极端高温成为火电盈利的第二重推手：
负荷连创新高：7月全国最大电力负荷四次刷新纪录，江苏、山东等19省电网负荷46次突破历史极值。8月预计全国负荷可能达15.5亿千瓦，较7月峰值再增2.8%。
调峰需求激增：荆门电网数据显示，城区降温负荷达40万千瓦，相当于36万台1.5匹空调同时运行;新能源出力波动下，火电深度调峰能力成为保供关键——河南、湖北等省火电机组调峰收益同比增25%。
电价韧性显现：尽管市场化交易电价同比降3.95%，但煤价跌幅远超电价回调，叠加调峰补偿，内蒙华电等企业火电售电单价逆势上升5.61%，对冲电量下滑影响。
三、盈利修复逻辑：从“亏损纾困”到“量利双升”
火电企业利润增长并非单纯依赖煤价下跌，而是政策机制改革与功能定位升级共同作用的结果：
(1)容量电价托底固定成本
甘肃拟将煤电容量电价从100元/千瓦·年提至330元，广东计划从100元上调至165元，覆盖火电固定成本比例从30%升至50%以上。
内蒙华电火电板块一季度利润超6亿元，容量电价保障使其扭亏为盈，成为“火电+新能源+煤炭”三足鼎立战略的支柱。
(2)新能源挤压下的角色重构
新能源装机激增导致传统火电发电量收缩(内蒙华电火电量同比降15.6%)，但火电通过灵活性改造承接调峰需求，单位机组收入反升。
荆门案例显示：风光出力占比达62.7%时，仍需火电提供备用容量，其调节价值通过辅助服务市场货币化。
四、行业分化加剧：煤电转型进入淘汰赛阶段
尽管行业整体回暖，企业表现呈现两极分化：
技术领先者占优：完成灵活性改造的机组调峰收益增加，如大唐集团30万千瓦以上机组占比85%，供电煤耗降至305克/千瓦时，利润弹性显著。
老旧机组承压：363号文要求“主机剩余寿命≥10年”方可改造，未达标机组面临退出风险。河南等地将新能源配额与改造深度绑定(8%-22%梯度)，倒逼企业技术升级。
结论：盈利窗口与转型窗口重叠的临界点
“当前是火电行业十年来罕见的甜蜜期——低成本燃料、高系统需求、强政策支持三重因素叠加。”——电力行业分析师王璐
然而这一窗口期正在收缩：
时间约束：2027年煤电升级窗口关闭后，未完成改造机组将丧失新能源配额激励;
供需逆转风险：8月后若煤矿复产加速，煤价可能反弹，8月负荷预计再增至15.5亿千瓦，高温持续至8月上旬。
火电的盈利修复本质是能源转型期的阶段性红利。企业需在两年内完成“燃料套利→技术升级→绿电转型”的跃迁，否则将再度陷入成本与政策的双重绞杀。
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